Tomografia eletromagnética para caracterização de reservatórios de hidrocarbonetos

Na produção de petróleo é importante o monitoramento dos parâmetros do reservatório (permeabilidade, porosidade, saturação, pressão, etc) para o seu posterior gerenciamento. A variação dos parâmetros dinâmicos do reservatório induz variações na dinâmica do fluxo no reservatório, como por exemplo, perdas na pressão, dificultando o processo de extração do óleo. A injeção de fluidos aumenta a energia interna do reservatório e incrementa a pressão, estimulando o movimento do óleo em direção aos poços de extração. A tomografia eletromagnética poço-a-poço pode se tomar em uma técnica bastante eficaz no monitoramento dos processos de injeção, considerando-se o fato de ser altamente detectável a percolação de fluidos condutivos através das rochas. Esta tese apresenta o resultado de um algoritmo de tomografia eletromagnética bastante eficaz aplicado a dados sintéticos. O esquema de imageamento assume uma simetria cilíndrica em torno de uma fonte constituída por um dipolo magnético. Durante o processo de imageamento foram usados 21 transmissores e 21 receptores distribuídos em dois poços distanciados de 100 metros. O problema direto foi resolvido pelo método dos elementos finitos aplicado à equação de Helmhotz do campo elétrico secundário. O algoritmo resultante é válido para qualquer situação, não estando sujeito às restrições impostas aos algoritmos baseados nas aproximações de Born e Rytov. Por isso, pode ser aplicado eficientemente em qualquer situação, como em meios com contrastes de condutividade elétrica variando de 2 a 100, freqüências de 0.1 a 1000.0 kHz e heterogeneidades de qualquer dimensão. O problema inverso foi resolvido por intermédio do algoritmo de Marquardt estabilizado. A solução é obtida iterativamente. Os dados invertidos, com ruído Gaussiano aditivo, são as componentes em fase e em quadratura do campo magnético vertical. Sem o uso de vínculos o problema é totalmente instável, resultando em imagens completamente borradas. Duas categorias de vínculos foram usadas: vínculos relativos, do tipo suavidade, e vínculos absolutos. Os resultados obtidos mostram a eficiência desses dois tipos de vínculos através de imagens nítidas de alta resolução. Os tomogramas mostram que a resolução é melhor na direção vertical do que na horizontal e que é também função da freqüência. A posição e a atitude da heterogeneidade é bem recuperada. Ficou também demonstrado que a baixa resolução horizontal pode ser atenuada ou até mesmo eliminada por intermédio dos vínculos.

Arranjos coplanar e coaxial nas sondas de perfilagem de poço: ferramentas triaxiais em reservatórios laminados

A ferramenta de indução triaxial ou multicomponente foi desenvolvida recentemente para solucionar os problemas de medição da convencional perfilagem de indução em formações anisotrópicas. Neste trabalho são apresentadas as respostas da sonda de indução triaxial em reservatórios que possuem seqüências finamente laminadas de arenito e folhelho. Reservatórios como estes apresentam a conhecida anisotropia macroscópica, portanto, os resultados demonstrarão a existência de uma resistividade horizontal e outra vertical. Devido a sonda triaxial de indução apresentar dois pares de bobinas coplanares, os quais em geral fornecem os valores de resistividade vertical, este trabalho apresenta inicialmente um estudo analítico e qualitativo das respostas obtidas pelo arranjo coplanar onde o transmissor é tratado como um dipolo. Também será apresentada a solução analítica em que a bobina transmissora é considerada como um loop de dimensão finita.

Avaliação dos reservatórios do Campo de Ubarana-RN, com baixas resistividades

Desenvolveu-se neste trabalho um novo modelo de avaliação quantitativa para arenitos argilosos, baseado na bibliografia e no estudo da disposição dos argilominerais dentro dos poros das rochas reservatório. Este novo modelo leva em consideração a contribuição de duas condutividades extras, além da condutividade eletrolítica das rochas: uma se deve à contribuição efetiva da condutância superficial dos argilominerais, aumentada ou diminuida em função da capacidade de troca catiônica dos mesmos, e outra independente e em paralelo, devido a condutância que se desenvolve em uma rede microporosa contínua formada por argilominerais sobre o arcabouço das rochas. Para o estudo da validade da equação proposta, foram feitos vários gráficos comparativos entre as equações e/ou modelos existentes n” bibliografia especializada, deles resultando ótimas correlações, principalmente com a tradicional equação de Waxman & Smits. Foi feita uma comparação do novo modelo em três seções distintas do Campo de Ubarana, Rio Grande do Norte, duas com baixas resistividades supostamente com hidrocarbonetos e uma outra efetivamente produtora. Verificou-se que as baixas resistividades resultam do fato das seções estudadas serem subsaturadas, com menos de 50% de óleo e aproximadamente igual ou maior proporção de água relativamente salgada (85.000 ppm de NaCl equivalente). Esta mesma água, sem dúvida, muito contribui para as baixas resistividades, por formar a fase eletricamente condutiva das referidas seções. Sendo a equação de Waxman & Smits mundialmente reconhecida, pode-se afirmar que a equação proposta neste trabalho tem consistência teórica e prática e para o caso particular do campo de Ubarana, mostrou-se mais coerente com o histórico de produção dos poços estudados, do que as demais equações existentes e testadas.

Caracterização de reservatórios fraturados através de dados de ondas qP em levantamentos VSP Walkaway

Esta dissertação apresenta um método para estimar a orientação de fratura de um meio partindo do pressuposto que este se comporta efetivamente como um meio transversalmente isotrópico (TI). Desta forma, a orientação de fratura é obtida a partir da estimativa do eixo de simetria de um meio TI. Esta estimativa é obtida a partir dos vetores de vagarosidade e polarização de ondas qP medidos em experimentos VSP Walkaway. O processo de inversão é baseado em equações linearizadas dos vetores de vagarosidade e polarização de ondas qP e os parâmetros fracamente anisotrópicos do meio. São apresentados testes numéricos, em que a sensibilidade a fatores como grau de anisotropia, geometria do levantamento, tipo de onda utilizado e nível de ruído são analisados. São também apresentados os resultados para um conjunto de dados reais.

Paleoambiente e proveniência da formação cabeças da bacia do Parnaíba: evidências da glaciação famenniana e implicações na potencialidade do reservatório

O histórico de prospecção de hidrocarbonetos da Bacia Paleozoica do Parnaíba, situada no norte-nordeste do Brasil, sempre foi considerado desfavorável quando comparado aos super-reservatórios estimados do Pré-Sal das bacias da Margem Atlântica e até mesmo interiores, como a Bacia do Solimões. No entanto, a descoberta de gás natural em depósitos da superseqüência mesodevoniana-eocarbonífera do Grupo Canindé, que incluem as formações Pimenteiras, Cabeças e Longá, impulsionou novas pesquisas no intuito de refinar a caracterização paleoambiental, paleogeográfica, bem como, entender o sistema petrolífero, os possíveis plays e a potencialidade do reservatório Cabeças. A avaliação faciológica e estratigráfica com ênfase no registro da tectônica glacial, em combinação com a geocronologia de zircão detrítico permitiu interpretar o paleoambiente e a proveniência do reservatório Cabeças. Seis associações de fácies agrupadas em sucessões aflorantes, com espessura máxima de até 60m registram a evolução de um sistema deltaico Devoniano influenciado por processos glaciais principalmente no topo da unidade. 1) frente deltaica distal, composta por argilito maciço, conglomerado maciço, arenito com acamamento maciço, laminação plana e estratificação cruzada sigmoidal 2) frente deltaica proximal, representada pelas fácies arenito maciço, arenito com laminação plana, arenito com estratificação cruzada sigmoidal e conglomerado maciço; 3) planície deltaica, representada pelas fácies argilito laminado, arenito maciço, arenito com estratificação cruzada acanalada e conglomerado maciço; 4) shoreface glacial, composta pelas fácies arenito com marcas onduladas e arenito com estratificação cruzada hummocky; 5) depósitos subglaciais, que englobam as fácies diamictito maciço, diamictito com pods de arenito e brecha intraformacional; e 6) frente deltaica de degelo, constituída pelas fácies arenito maciço, arenito deformado, arenito com laminação plana, arenito com laminação cruzada cavalgante e arenito com estratificação cruzada sigmoidal. Durante o Fammeniano (374-359 Ma) uma frente deltaica dominada por processos fluviais progradava para NW (borda leste) e para NE (borda oeste) sobre uma plataforma influenciada por ondas de tempestade (Formação Pimenteiras). Na borda leste da bacia, o padrão de paleocorrente e o espectro de idades U-Pb em zircão detrítico indicam que o delta Cabeças foi alimentado por áreas fonte situadas a sudeste da Bacia do Parnaíba, provavelmente da Província Borborema. Grãos de zircão com idade mesoproterozóica (~ 1.039 – 1.009 Ma) e neoproterozóica (~ 654 Ma) são os mais populosos ao contrário dos grãos com idade arqueana (~ 2.508 – 2.678 Ma) e paleoproterozóica (~ 2.054 – 1.992 Ma). O grão de zircão concordante mais novo forneceu idade ²⁰⁶Pb/²³⁸U de 501,20 ± 6,35 Ma (95% concordante) indicando idades de áreas-fonte cambrianas. As principais fontes de sedimentos do delta Cabeças na borda leste são produto de rochas do Domínio Zona Transversal e de plútons Brasilianos encontrados no embasamento a sudeste da Bacia do Parnaíba, com pequena contribuição de sedimentos oriundos de rochas do Domínio Ceará Central e da porção ocidental do Domínio Rio Grande do Norte. No Famenniano, a movimentação do supercontinente Gondwana para o polo sul culminou na implantação de condições glaciais concomitantemente com o rebaixamento do nível do mar e exposição da região costeira. O avanço das geleiras sobre o embasamento e depósitos deltaicos gerou erosão, deposição de diamictons com clastos exóticos e facetados, além de estruturas glaciotectônicas tais como plano de descolamento, foliação, boudins, dobras, duplex, falhas e fraturas que refletem um cisalhamento tangencial em regime rúptil-dúctil. O substrato apresentava-se inconsolidado e saturados em água com temperatura levemente abaixo do ponto de fusão do gelo (permafrost quente). Corpos podiformes de arenito imersos em corpos lenticulares de diamicton foram formados pela ruptura de camadas pelo cisalhamento subglacial. Lentes de conglomerados esporádicas (dump structures) nos depósitos de shoreface sugere queda de detritos ligados a icebergs em fases de recuo da geleira. A elevação da temperatura no final do Famenniano reflete a rotação destral do Gondwana e migração do polo sul da porção ocidental da América do Sul e para o oeste da África. Esta nova configuração paleogeográfica posicionou a Bacia do Parnaíba em regiões subtropicais iniciando o recuo de geleiras e a influência do rebound isostático. O alívio de pressão é indicado pela geração de sills e diques clásticos, estruturas ball-and-pillow, rompimento de camadas e brechas. Falhas de cavalgamento associadas à diamictitos com foliação na borda oeste da bacia sugerem que as geleiras migravam para NNE. O contínuo aumento do nível do mar relativo propiciou a instalação de sedimentação deltaica durante o degelo e posteriormente a implantação de uma plataforma transgressiva (Formação Longá). Diamictitos interdigitados com depósitos de frente deltaica na porção superior da Formação Cabeças correspondem a intervalos com baixo volume de poros e podem representar trapas estratigráficas secundárias no reservatório. As anisotropias primárias subglaciais do topo da sucessão Cabeças, em ambas as bordas da Bacia do Parnaíba, estende a influência glacial e abre uma nova perspectiva sobre a potencialidade efetiva do reservatório Cabeças do sistema petrolífero Mesodevoniano-Eocarbonífero da referida bacia.